火力发电厂机组A级检修修前技术分析

火力发电厂机组A级检修修前技术分析某热电有限责任公司6号机组三大主机分别采用东方锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂。锅炉为东方锅炉厂设计制造型号DG1060/18.2-Π4型的320MW亚临界、中间再热、自然循环汽包炉、四角切圆燃烧、单炉膛п型露天布置，燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固态排渣炉，额定蒸发量1060t/h，过热蒸汽压力17.4Mpa，过热蒸汽温度540℃，再热蒸汽进/出口压力3.83/3.66Mpa,再热蒸汽出口温度540℃。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号CN320/200-16.7/537/537单轴、双缸、双排汽凝汽式汽轮机，容量320MW，进汽压力16.7MPa，进汽温度537℃。发电机制造厂为哈尔滨电机厂股份有限公司，型号QFSN-320-2；冷却方式水氢氢，容量320MW，额定功率因数0.85,额定电压20kV；主变压器制造厂家为广州维奥伊林变压器有限公司，型号SFP10—370000/220，额定电压242kV，接线组YN，d11（减极性），高压套管3只，低压套管3只，冷却方式ODAF，无励磁调压。发变组采用扩大单元接线5、6号机出一回220kV线路至牡丹变。机组控制系统型式HIACS－5000M，制造厂北京日立公司。本次检修在2020年8月开始准备，组织设备部、发电部、维修部专业技术人员开展了设备修前分析分析，对存在突出问题制定了处理措施，并结合技术监督、风险评估、迎峰度夏、隐患排查等工作要求开展了分析，以通过检修消除隐患和缺陷，提高设备安全经济运行水平。6号机组距机组2013年10月机组第一次A级检修结束至2021年1月10日，累计运行45969.93小时，备用15413.1小时。自2005年12月29日投产至2021年1月10日累计运行103352.95小时，备用22754.34小时。至此次A修开工时间2021年3月20日，预计将运行104936.95小时。投运后共进行了A级检修1次，C级检修9次。各专业分析如下：汽机专业（一）汽机设备概况某热电有限责任公司6号机组为320MW单抽供热式汽轮发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C250/N320-16.67/537/537/0.4型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单抽供热式汽轮机。主蒸汽流量926t/h,再热蒸汽压力3.49MPa，再热温度537℃。机组热力系统采用单元制方式，三级高压加热器（内置蒸冷却段和疏水冷却段），一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器和供汽动给水泵动力汽源。供热抽汽进入热网加热器，其疏水通过疏水泵进入除氧器。2018年改造在热再抽出部分抽汽经减温减压后外供生产抽汽用，最大供汽量100T/H。（二）运行分析1、热耗率分析：THA工况下试验热耗率为8643.54kJ/kWh，参数修正后热耗率为8248.91kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高290.91kJ/kWh。75%THA工况下试验热耗率为8559.41kJ/kWh，参数修正后热耗率为8326.72kJ/kWh。50%THA工况下试验热耗率为8673.23kJ/kWh，参数修正后热耗率为8619.89kJ/kWh。从试验结果来看，机组存在高、中压缸效率偏低等问题；在经济性运行方面，存在过热减温水流量偏大、部分加热器端差超标等问题。以THA工况为例对机组进行热经济性分析，本次试验热耗率为8643.54kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高685.54kJ/kWh，分析各因素影响热耗率数值。2、汽轮机缸效分析：（1）THA工况下，高压缸效率为83.24%，比设计值低3.33%，计算影响机组热耗率50.92kJ/kWh。THA工况下，中压缸效率为92.28%，比设计值低0.83%，计算影响机组热耗率9.05kJ/kWh。（2）THA工况下，一段抽汽温度为382.3℃，比设计值低10.9℃；四段抽汽温度为341.5℃，比设计值高10.1℃；二段抽汽温度为314.9℃，比设计值低15.4℃。50%THA工况下，主汽温度为537.8℃，比设计值高0.8℃；再热汽温度为533.8℃，比设计值低3.2℃。建议检修中重点检查通流部分间隙、隔板汽封以及叶顶汽封，重点对通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况进行检查；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查并处理。缸效率及各段抽汽温度汇总表参数名称单位THA设计值THA75%THA50%THA高压缸效率%86.5783.2480.2178.51中压缸效率%92.2891.4491.4289.24主蒸汽温度℃537.0535.3535.9537.8一段抽汽温度℃393.2382.3369.0372.2二段抽汽温度℃330.3314.9303.8308.2三段抽汽温度℃434.8434.7431.9431.8四段抽汽温度℃331.4341.5341.0343.6五段抽汽温度℃276.6277.4274.7275.9六段抽汽温度℃182.0206.9205.9210.13、回热系统性能影响分析回热系统性能分析以THA试验工况为例，从统计数据可以得出：主给温度偏低，比设计值低11.7℃；2号加热器温升不足，比设计值低6.6℃；2号加热器下端差比设计高4.4℃。建议重点对2号高压加热器水室分程隔板及疏水冷却段包壳密封情况进行检查，彻底消除内漏；并合理调整疏水液位。THA工况回热系统运行参数与设计值对比参数名称单位设计值THA工况本次试验偏差值主给水温度℃278.6266.9-11.71号加热器温升℃29.833.84.01号加热器上端差℃-1.60.92.52号加热器温升℃43.236.6-6.62号加热器上端差℃03.53.52号加热器下端差℃5.59.94.43号加热器温升℃30.424.3-6.13号加热器上端差℃0.16-0.22-0.45号加热器温升℃31.733.21.55号加热器上端差℃2.8-2.9-5.76号加热器温升℃33.632.3-1.36号加热器上端差℃2.7-0.5-3.24、冷端系统性能分析该机组冷端系统主要参数如表9-7所示。从试验数据来看，该机组冷端系统整体性能良好。冷端系统主要参数汇总表参数单位THA工况75%THA工况50%THA工况排汽压力kPa9.2947.8605.818排汽压力对应饱和温度℃44.441.235.6循环水入口温度℃32.732.028.0循环水出口温度℃43.440.535.2循环水温升℃10.78.57.2凝汽器端差℃2.41.61.0热井温度℃45.241.736.0过冷度℃0.20.40.65、减温水流量分析THA工况下，机组过热减温水流量为11.215t/h，影响机组热耗率3.04kJ/kWh；再热减温水流量为3.370t/h，影响机组热耗率8.69kJ/kWh，建议改善锅炉燃烧，加强运行调整。6、重大和频发的设备缺陷；6号机冷再供辅汽调整门在较大开度（40%以上），通流量较大时发生阀门突然关闭现象，影响辅汽供汽安全。初步分析当辅汽大流量时，辅汽管路振动造成阀门门芯脱落所致。建议对辅汽阀门进行检修。6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大。建议对6号机3号凝结水泵振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。频率(Hz)振动(mm/s)455.545.4946124712.2481248.311491049.79.7508.950.68.76号机1号循环水泵振动偏大，设备可靠性差，影响对循环水泵的经济调度。建议开展对6号机1号循环水泵检修，消除振动提高设备可靠性。6号机低压旁路关闭状态下存在内漏，门后温度51..9℃，对应汽轮机低压缸排汽温度40℃，高于集团公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5℃的标准。建议对6号机低旁检查研磨，A级检修中对内漏阀门重点处理。6号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高中压缸温差偏大建议对6号机本体保温修复，重点修复下缸保温。7、设备的试验状况及设备健康水平。6号机运行中包括设备定期切换、危急保安器喷油不停机试验、抽汽逆止门活动试验、真空严密性试验开展情况正常，除中压主汽门不具备局部行程活动试验外，其余汽门活动试验满足试验要求，正常开展试验。存在问题1：6号机组存在四抽、六抽温度偏高现象。分析原因低压汽缸有热变形，低压内缸中分面出现张口。处理措施：检查隔板汽封、叶顶汽封及高中压缸过桥汽封是否存在磨损情况；调整通流间隙至合格范围内，不要超标；检查通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况；对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查。对可能存在泄漏的部位，如隔板与汽缸联结处的环形间隙、各隔板套上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的水平结合面）以及隔板和动叶的环形汽封间隙进行检查调整。责任人：某存在问题2：6号机低压旁路关闭状态下存在内漏，门后温度51..9℃，对应汽轮机低压缸排汽温度40℃，高于集团公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5℃的标准。处理措施：对6号机低旁检查，消除内漏。责任人：李康存在问题3：6号机冷再供辅汽调整门在较大开度（40%以上），通流量较大时发生阀门突然关闭现象，影响辅汽供汽安全。处理措施：解体检查冷再供辅汽调整门。责任人：某存在问题4：6号机汽轮机本体保温较差，机组停运后，高中压缸温差偏大。处理措施：对6号机本体保温修复，重点修复下缸保温。责任人：某存在问题5：6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大，最大为47Hz时，振速12mm/s。处理措施：对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。责任人：某存在问题6：6号机1、2、3号高加上端差偏离标准值，6号机3号高加下端差偏大，并经水位调整试验无效，具体数值及标准见下表上端差上端差标准下端差下端差标准1号高加4.5-1.74.35.62号高加2.304.25.63号高加2.5010.25.6处理措施：利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。对高加水室隔板检查，消除泄漏。检查是否存在换热面脏污现象。责任人：某存在问题7：6号机汽动给水泵性能下降，对比同样给水流量时，6号机汽泵转速同历史数据偏高100-200r/min，处理措施：对6号机汽动给水泵检修，恢复给水泵性能。责任人：某存在问题8：6号机工业抽汽出口电动门旁路门内漏关闭不严，检修措施隔离困难，疏水系统不合理。处理措施：6号机工业抽汽出口电动门旁路及疏水系统优化责任人：李康（三）点检分析主机点检分析：存在问题1：6号机汽轮机振动，各瓦振动良好，最大瓦振为4瓦在30um左右，其它各轴瓦瓦振都低于30um，各轴承轴振都低于80um，轴承温度和汽缸膨胀量均符合规程规定。处理措施：结合汽轮机本体A修对各瓦进行例行检查，如果有缺陷，予以消除。测量轴瓦各配合间隙（紧力）不符合标准的进行调整。责任人：某存在问题2：汽轮机热耗及缸效偏低。处理措施：（1）将汽、轴封间隙按照间隙标准下限值调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温。责任人：某存在问题3：盘车只在机组启停时运行，目前工作正常，轴承、齿轮润滑良好无异音。处理措施：在盘车解体后，测量各齿轮啮合间隙，检查齿面磨损情况，不符合标准的进行调整修理。责任人：某存在问题4：EH油系统，包括：EH油泵、EH油箱、溢流阀、EH再生装置、蓄能器、油动机及系统阀门。系统运行正常，油压正常，无内外漏。处理措施：EH油系统进行标准项目检修，油动机、控制块、蓄能器、外委检修。各部位滤芯进行更换。清扫EH油箱。油泵对轮缓冲垫检查，有老化破损的予以更换。责任人：某存在问题5：润滑油系统，包括：润滑油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等。系统运行正常，油压正常、油质合格，无内外漏。1号排烟风机振动偏大，壳体有渗油现象。处理措施：润滑油系统进行标准项目检修油箱清扫、冷油器清扫、滤网清扫、油泵解体检查、射油器检查、1号排烟风机解体后检查轴径磨损情况和轴弯曲情况，消除振动和渗漏油。责任人：某存在问题6：顶轴油系统，包括：顶轴油泵、滤网、管道、分配调整装置等。系统运行正常，油压正常、油质合格，无内外漏。顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小，在运行时工况不稳定，经常会造成出口油压波动，系统压力下降，影响正常顶轴和盘车，入口滤网采用缠绕钢丝网型，因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。同时现用分油器组件零部件不够集成，布局不合理、外观很不美观，而且操作和维护不方便。去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不够高，系统压力调节不够稳定，压力波动大，重复精度很差，工作人员需频繁调整。处理措施：在本次大修中，进行技术改造，更换顶轴油装置。责任人：李康存在问题7：密封油系统，包括：交流密封油泵、直流密封油泵、差压阀、密封油箱、附属阀门等。系统运行正常，油压正常、油质合格，氢侧交流油泵机械密封有渗漏油现象。油泵出现过对轮垫老化破损现象。处理措施：在本次大修中，检查更换氢侧交流油泵机械密封，检查更换各油泵对轮缓冲垫。责任人：某存在问题8：高压调速汽门6号机高调门出现过连杆断裂现象。处理措施：宏观检查以及联系金相人员检查高调门连杆有无缺陷，必要时进行更换。责任人：某辅机点检分析：存在问题1：小汽轮机本体检修及小机调速汽门油动机门杆漏油返厂进行恢复性检修工作。汽动给水泵前轴承温度偏高，对汽泵进行芯包检修。对汽泵前置泵进行解体A修，更换轴套、轴承、机封。采取措施：1、应结合小汽轮机本体A修及给水泵小机油动机门杆漏油返厂进行恢复性A修工作。对汽前泵进行解体A修，更换轴套、轴承、机封，保证前置泵安全运行。对小汽轮机进行揭缸A修工作。责任人：某未列入此次检修标准A修项目及其原因说明：2、3号电动给水泵主泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2012年7月A修以来，只是定期试运，运行时间短达不到A修周期。以上项目降级检修。电泵及液力耦合器：6号机组电泵液力耦合器运行正常，电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处于优良值，且长期处于备用状态，因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。存在问题2：6号机2号高加上端差大，原因可能是加热器水室隔板漏泄；2高加疏水端差大，原因可能是疏冷段漏泄。机组运行期间回热加热器全部投入运行，投入率100%，各工况下给水温度达到设计值。6号机组320MW高压加热器运行参数表参数名称单位设计值300MW偏差最终给水温度℃273.2271.0-2.21号高加温升℃28.935.66.71号高加上端差℃-1.7-0.90.81号高加下端差℃5.65.1-0.52号高加温升℃42.437.8-4.62号高加上端差℃0.06.36.32号高加下端差℃5.67.11.53号高加温升℃29.824.3-5.53号高加上端差℃0.02.82.83号高加下端差℃5.65.60.05号低加温升℃31.334.73.45号低加上端差℃2.82.2-0.65号低加下端差℃5.68.02.46号低加温升℃33.131.2-1.96号低加上端差℃2.86.94.16号低加下端差℃5.55.0-0.57号低加温升℃24.418.3-6.17号低加上端差℃2.74.01.37号低加下端差℃5.5--采取的措施：在机组检修中，排查水室隔板是否有泄漏，更换水室隔板垫子；在机组检修中，制定2号高加疏水包壳冲刷孔洞、焊缝开裂等疏水包壳漏泄缺陷处理方案，本次A修中予以实施。重点检查1、2、3号高压加热器水室分程隔板是否变形，连接和密封是否良好，如有缺陷，应及时消除；责任人：某存在问题3：凝结水系统设备包括：凝结水泵、轴封加热器、5-8号低加、出口调门、附属阀门等。凝结水系统无泄漏情况，泵出、入口门关闭严密。1、2、3号凝结水泵运行参数设备名称1号凝结水泵2号凝结水泵3号凝结水泵泵体振动μm报警值实测值报警值实测值报警值实测值603060506070推力轴承温度℃报警值实测值报警值实测值报警值实测值905290459043机械密封无泄漏无泄漏目前6号机组1、2号凝结水泵运行时泵的振动优良、轴承温度、声音均无异常，电机电流正常，本次A级检修进行常规解体检修。6号机3号凝泵，频率45Hz以下，振动5mm/s以下，45Hz以上，振动变大，最大为47Hz时，振速12mm/s。采取措施：对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理，消除45Hz以上振动偏大问题。6号机3号凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常。机组2017年5月检修过，只在机组大负荷启动、达不到A修周期。2号机凝结水泵：该泵经检测振动、出力、电流均正常，只在机组大负荷下变频水泵检修启动、达不到A修周期。3号凝结水泵推力瓦冷却器运行周期长，冷凝管堵塞严重，更换冷却器。责任人：某存在问题4：小机润滑油系统小机润滑油系统主要包括：交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等，6号机1/2号交流油泵机封漏油，现场每天进行保洁。采取措施：对小机油系统进行标准项目检修，对1/2号交流油泵的机封进行更换。责任人某存在问题5：真空系统包括：真空泵、真空泵入口阀门、气动蝶阀、逆止门等。自由端轴承振动μm221715≤70驱动端轴承温度43℃45℃42℃≤85自由端轴承温度41℃39℃37℃≤856号2号真空泵运行中有异音，本次安排常规检修责任人：梁建伟1、2号真空泵运行参数设备名称A真空泵B真空泵标准值驱动端轴承振动μm1920≤70存在问题6：定冷水系统定冷水系统设备包括：定冷水泵、定冷水箱、冷却器、树脂交换器、附属阀门等。系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。定冷水泵运行参数设备名称项目单位实际值标准值1号定冷水泵垂直振动μm17≤50水平振动μm15≤50轴承室表面温度℃47≤75电流A71≤842号定冷水泵垂直振动μm19≤50水平振动μm21≤50轴承室表面温度℃53≤75结论：结论：设备正常，本次A修开展标准项目检修。。责任人：某存在问题7：开式水系统设备主要包括：开式冷却水泵、开式水滤网及附属阀门。开式冷却水泵设备名称轴承振动μm出口压力MPa1号开式冷却水泵报警值实测值0.4050262号开式冷却水泵报警值实测值0.415023系统设备无外漏情况，附属阀门关闭严密。开式冷却水泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。开式水系统进行常规项目A修项目。责任人：梁建伟闭式水泵设备名称驱动端轴承振动μm驱动端轴承振动μm出口压力MPa1号闭式水泵报警值实测值报警值实测值0闭式水泵报警值实测值报警值实测值0.16550195027闭式水泵：设备正常，本次A修开展标准项目检修。存在问题8：循环水系统设备主要包括：凝汽器、凝汽器出、入口蝶阀、胶球清洗系统、循环水泵、循环水冷却塔等。循环水泵设备名称轴承振动μm推力轴承温度℃出口压力MPa1号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.245021100502号循环水泵报警值实测值报警值实测值0.24501910040设备可靠性：6号机1号循环水泵2021年1月份进行解体大修，不列入本次A修计划，本次将部分填料全部更换，更换破损托架及冷却塔附件；疏通喷头，使其通水正常；清理配水槽淤泥，增加水量。其他项目按常规项目检修。（四）缺陷分析存在问题1：主汽1号管疏水气动门旁路二道门内漏。处理措施：解体研磨责任人：某存在问题2：6号机轴封母管疏水排大气门手轮断裂。处理措施：更换阀门责任人：某存在问题3：高温辅汽母管联络门6号机侧放水一二道门内漏，管道焊缝处渗漏。处理措施：更换阀门、补焊焊缝泄漏处。责任人：某存在问题4：6号机1/4号导管疏水手动门轻微内漏。处理措施：解体研磨责任人：某 存在问题5：主油箱1号排烟风机振动大，外壳渗油。处理措施：解体检查处理责任人：某存在问题6：6号机连通管漏汽处理措施：连通管外修责任人：李康存在问题7：6号2号真空泵运行中有异音.处理措施：1）清扫冷却器；2）检查泵体放水门；3）检查轴承和蛇形卡子。责任人：梁建伟存在问题8：6号机6段抽汽逆止后疏水汽动阀内漏：处理措施：本次检修更换新阀门。工作负责人：某存在问题9：小机调速汽门油动机门杆漏油：处理措施：本次将油动机进行外委修理，更换轴套，密封等部件，消除泄漏。存在问题10：冷却塔填料老化损坏、淋水不均。处理措施：本次将部分填料全部更换，更换破损托架及冷却塔附件；疏通喷头，使其通水正常；清理配水槽淤泥，增加水量。责任人：某（五）技术监控、重大危险源、两防分析存在问题1：哈汽13项问题第3项叶片、叶冠存在断裂的隐患排查及吸取许昌4A低压转子末二级叶根存在裂纹缺陷问题。处理措施：结合本次A修对高中压转子末1级，低压转子末1-3级叶片、叶根进行探伤检测。责任人：李康存在问题2：哈汽13项问题第4、7、10项缸体、隔板、阀座存在缺陷隐患排查及吸取许昌4A#4中调门阀体变截面存在裂纹问题。处理措施：对汽缸喷嘴室、隔板焊缝、阀门阀组进行隐患排查和对中调门变截面位置进行探伤检测。责任人：某存在问题3：吸取信阳1号机高中压外缸螺栓断裂技术通报。处理措施：对受监紧固件螺栓进行相关探伤检测，材质20Cr1Mo1VTiB高温螺栓进行20%金相组织检查。责任人：某存在问题4：汲取许昌公司3号机组1号高导管焊口泄漏事件教训。处理措施：对6号机组2处高调门与弯头直接相连的焊缝进行隐患排查。责任人：某存在问题5：吸取安阳公司主汽管温度测点飞出事故问题。处理措施：对高压管道的温度测点焊缝进行探伤检测。责任人：梁建伟存在问题6：吸取信阳3号机高中压上缸平衡管插接焊缝裂纹和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝裂纹问题。处理措施：对平衡管插接焊缝和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝进行探伤检测。责任人：某存在问题7：汲取某汽轮机转子裂纹事故教训，防止汽轮机大轴损坏反事故措施补充重点要求。处理措施：对汽轮机、发电机转子大轴进行探伤检测。责任人：某存在问题8：汲取温度管座内壁冲刷教训，加强温度管座排查的重点要求。处理措施：对温度测点管座焊缝进行探伤检测，对温度测点套筒进行壁厚减薄情况排查。责任人：梁建伟存在问题9：汲取主蒸汽管道焊缝及三通开裂教训加强四大管道排查的重点要求。处理措施：对主蒸汽管道、再热蒸汽管道焊缝和三通进行探伤检测，开展隐患排查。。责任人：梁建伟（六）可靠性分析：存在问题1：金属监督四大管道及汽轮机部件未发生金属方面故障,金属监督工作总体可控在控。6号机组已运行15年，检测中主门门盖螺栓由部分硬度超标。处理措施：结合A级检修时机对20Cr1Mo1VNbTiB材质的螺栓进行金相组织抽查和抽样送检进行解剖试验；抗燃高压油管道焊缝进行检查处缺；抽汽系统管道、弯头、疏水管道、弯头、管座冲刷减薄金相检查，不合格的更换。责任人：梁建伟存在问题2：顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小，在运行时工况不稳定，经常会造成出口油压波动，系统压力下降，影响正常顶轴和盘车，入口滤网采用缠绕钢丝网型，因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。同时现用分油器组件零部件不够集成，布局不合理、外观很不美观，而且操作和维护不方便。去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不够高，系统压力调节不够稳定，压力波动大，重复精度很差，工作人员需频繁调整。处理措施：在本次大修中，进行技术改造，更换顶轴油装置。责任人：李康存在问题3：因为设计不合理和运行中的振动，6号机高调门出现过连杆断裂现象。处理措施：与厂家沟通，改进设计，避免应力集中。本次大修宏观检查以及联系金相人员检查高调门连杆有无缺陷，必要时进行更换。责任人：某存在问题4：胶球系统运行稳定，投入率100%，1号胶球泵收球95%以上；胶球泵振动、温度、电流等参数均正常，运转无异音。2号胶球泵由于循环水冷却塔淋水板老化，碎片进入凝汽器冷凝管堵塞管道，胶球卡涩在冷凝管内，收球率不合格。处理措施：循环水冷却塔回水滤网底部加装兜网，减少冷凝管堵塞。责任人：某存在问题5：6号机组1、2循环水泵运行参数正常，推力瓦振动、温度均运行正常。处理措施：1号泵在2021年1月已进行大修，本次对2循环水泵进行标准检修。责任人：某存在问题6：循环水冷却塔水塔填料老化失效，2013年7月A修以来，陆续对填料、喷溅装置进行整体优化设计，更换新型填料、喷组组及损坏托架、除水器、配水管等。为防止冬季运行结冰而造成填料的损坏，防腐防冻管系统。采取措施：本次对水塔部分填料全部更换、喷嘴、托架等个别损坏部分进行更换、补充。责任人：某（七）经济性分析汽轮机主机热耗偏高：THA工况下试验热耗率为8643.54kJ/kWh，参数修正后热耗率为8248.91kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高290.91kJ/kWh。75%THA工况下试验热耗率为8559.41kJ/kWh，参数修正后热耗率为8326.72kJ/kWh。50%THA工况下试验热耗率为8673.23kJ/kWh，参数修正后热耗率为8619.89kJ/kWh。从试验结果来看，机组存在高、中压缸效率偏低等问题；在经济性运行方面，存在过热减温水流量偏大、部分加热器端差超标等问题。以THA工况为例对机组进行热经济性分析，本次试验热耗率为8643.54kJ/kWh，比设计热耗率7958.00kJ/kWh高685.54kJ/kWh，分析各因素影响热耗率数值。机组缸效率低采取的措施：（1）将汽轴封间隙按照间隙标准下限值调整；（2）更换磨损严重间隙超标的围带汽封，（3）两个低压内缸中分面研磨，消除低压内缸张口大缺陷；（4）研磨处理隔板中分面，确保中分面无间隙，贴合吃线良好；（5）汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢；（6）检查处理隔板级间密封不良窜汽情况，减少级间漏汽及抽汽温度超温；责任人：某（八）其他专项分析存在问题1：6号机组20Cr1Mo1VNbTiB材质的螺栓未完成20%的抽查比例进行金相组织检查和蠕变变形测量；处理措施：结合检修时机完成相关检查工作，对6号机材质为20Cr1Mo1VNbTiB材质的螺栓进行金相组织抽查和抽样送检进行解剖试验。责任人：某存在问题2：河南公司生产难题攻关计划“大型铸锻件裂纹研究治理”项目对洛阳公司的要求：“（三）洛阳：已对双源机组存在裂纹缺陷的阀门进行了更换，需要扩大排查范围”，处理措施：河南公司生产难题攻关计划“大型铸锻件裂纹研究治理”项目对洛阳公司的要求：“（三）洛阳：已对双源机组存在裂纹缺陷的阀门进行了更换，需要扩大排查范围”，责任人：某锅炉专业（一）锅炉设备概况6号机组锅炉采用DG1060/18.2-4型锅炉，亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包锅炉。单炉膛п型露天布置，燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。设计额定蒸发量1060t/h，主蒸汽压力17.5MPa，主蒸气温度540℃，再热蒸汽温度540℃燃烧后的烟气离开炉膛后，经大屏、后屏、中温再热器、高温再热器和高温过热器后进入尾部烟井，流经低温段过热器和省煤器后，进入两台并列的空气预热器，经过两台电除尘器，然后被引风机输送至烟气脱硫装置脱硫，最后经240m高的烟囱排入大气。在每一台预热器的进口烟道内设有烟气挡板，以便当一侧空气预热器故障时，关闭该烟道。空预器采用LAP1032/833型容克式空气预热器，为三分仓结构，即空气侧分为了一次风通道和二次风通道。三分仓方式的采用可让锅炉一次风机、二次风机的选型更为合理，降低厂用电率，提高锅炉运行的经济性。6号炉配置捞渣机为青岛四洲公司设计生产，型号为GBL-12A×45型、水浸式下回链捞渣机，捞渣机上槽体水平段底板、下槽体底板采用“青岛四洲公司”专利衬砌技术的抗冲击、防破碎、防脱落玄武岩铸石衬板。捞渣机上槽体斜升段底板铸石采用专用凹槽形结构，凹槽按倒“V”字形铺设，以实现灰渣中脱出的水快速回流，提高捞渣机输送过程的脱水效率。6号炉制粉系统为正压冷一次风直吹式制粉系统，每台锅炉配备3台沈阳重型机器厂制造的BBD4060B型双进双出磨煤机，双进双出磨煤机由磨煤机筒体、螺旋输送装置、主轴承、密封风系统、混料箱、分离器、大小齿轮主传动系统，主轴承润滑系统，大齿轮喷射润滑系统、压差和噪声测料位系统和慢速传动装置等组成同时还配以加球装置、煤粉截止阀、隔音罩等辅助装置。六大风机为上海电气鼓风机厂生产的2008B/1034型离心一次风机、FAF20-9.5-1型动叶可调轴流式送风机、SAF26-18-2型动叶可调轴流式引风机。6号机组2021年A级检修为投产以来第二次A修，期间进行了低氮燃烧器改造、脱硝改造、空气预热器改造、磨煤机分离器改造。本次检修主要通过开展技术监督、设备日常点检、缺陷分析、运行分析等对设备的可靠性和维护检修性工作进行梳理，根据存在的问题相应进行技术改造、设备定期工作、技术监督问题治理、消缺工作等方面进行汇总和分析，以确定设备状态检修项目并制定A修计划，确保计划的准确性、合理性。（二）运行分析2.1主要运行参数和运行方式的安全性、合理性和经济性6号炉在290MW、210MW、150MW负荷试验工况下锅炉效率修正后分别为91.11%、91.68%、92.00%。机组100%THA、50%THA工况下设计效率分别为92.99%、90.75%，与设计值相比，在290MW负荷工况下锅炉效率比设计值低1.88%，在150MW负荷工况下锅炉效率比设计值高1.25%。290MW负荷工况下锅炉效率偏低主要原因是固体未完全燃烧热损失偏高。锅炉运行期间，主、再热汽温基本能达设计值。锅炉本体和主要辅机整体运行平稳，无影响安全运行的重大缺陷。存在以下问题：问题1：空预器漏风试验结果为甲乙侧空预器漏风率分别为7.08%、7.23%,建议对烟道漏风、空预器密封片进行全面检查。责任人：某问题2：磨煤机分离器折向挡板长期运行后存在实际位置与标志位置不符且有卡涩现象，分离器内锥、挡板存在部分磨损情况，建议大修期间将制粉系统折向挡板调整机构进行处理，对分离器内锥、挡板进行修复。责任人：某问题3：6号炉甲乙侧送风量、二次风量波动大影响机组经济性，建议对测量管路进行堵漏、疏通，并对二次风、周界风挡板进行检查对位。责任人：某、某问题4：6号炉临停期间检查发现大部分燃烧器喷口存在烧损情况，建议大修期间对燃烧器进行全面检查修复或更换。责任人：某问题5:在机组290MW负荷工况下，炉膛A、B侧的氧量与实测氧量的差值为-0.76%、-0.96%，A、B侧炉膛氧量测点指示值偏小。建议对氧量测点进行校验、标定，以使表盘显示准确。责任人：某问题6:6号炉吹灰枪盘根有漏汽漏汽情况，建议对吹灰系统进行检修。责任人：某问题7:6号炉两侧烟温、汽温偏差调整困难，建议做空气动力场试验，调整一次风管缩孔，调整燃烧器摆角与实际显示一致，调整燃尽风反切角度。责任人：某问题8:减温水调门调节线性差，不能满足自动调节需要，建议优化逻辑、参数，改善调节品质。责任人：某问题9:6号炉磨煤机大瓦冷却水管道存在不同程度堵塞，夏季外界气温高时需开启外排水，建议对磨煤机冷却水管道进行检查疏通，保证冷却水管路畅通。责任人：某问题10:6号炉磨煤机分离器内锥磨损严重，影响磨煤机出力，且无法保证煤粉细度，飞灰含碳量偏高，建议对磨煤机分离器内锥进行修复。责任人：某问题11：6号炉2、3号磨煤机料位不准，影响制粉系统运行安全性和经济性，建议对磨煤机料位管进行彻底检查修复，保证磨煤机料位测量准确。责任人：某、某2.2技术经济指标1.主蒸汽温度℃539.2设计值℃537与设计值偏差℃2.22.再热汽温度℃535.03设计值℃537与设计值偏差℃-1.973.再热器减温水量t/h1.03设计值t/h2.28与设计值偏差t/h-1.254.锅炉排烟温度℃115.2设计值℃129与设计值偏差℃-13.85.飞灰含碳量%3.18设计值%2.5与设计值偏差%0.686.空预器压差kPa1.56设计值kPa0.92与设计值偏差kPa0.647.一次风机耗电率0.468集团平均值%0.65与集团偏差%-0.1828.引风机耗电率1.328集团平均值%1.22与集团偏差%0.1089.送风机耗电率0.23集团平均值%0.18与集团偏差%0.05（1）飞灰含碳量：飞灰含碳量比设计值高0.68%，大修中需处理磨煤机分离器内锥磨损严重问题、分离器折向挡板实际位置与标志位置不符问题、磨煤机料位不准问题。责任人：某某（2）空预器压差：满负荷期间乙侧空预器差压1.67kPa，较设计值0.92kPa高0.75kPa，大修中需进行检查空预器，对空预器堵灰情况进行处理。责任人：某2.3由于设备异常引起的异常运行情况2.3.1重大设备缺陷：1）捞渣机运行期间出现跳闸现象，调速装置易故障，建议对捞渣机链条与刮板进行检查，并对液压系统进行检查，调整调速装置。责任人：某2）6号炉乙侧引风机入口挡板启动时出现无法正常开启问题，建议对引风机入口挡板进行检查，对引风机动叶零位进行校对。责任人：某某2.3.2频发设备缺陷：1）磨煤机料位显示异常，需对料位管彻底检查处理，消除管线及测量弯头漏风。责任人：某某2）磨煤机落煤管、一次粉管漏粉，建议大修彻底检查处理。责任人：某3）送风机出口风量测量管堵塞，送风量频繁显示不准，吹扫效果不好，需对测量管路进行彻底疏通。责任人：某（三）点检分析3.1修前设备的主要运行参数及技术经济指标3.1.1锅炉四管超温统计表1中再出口壁温42020-02-1808:48:16--2020-02-1808:50:401.7℃2分24秒2中再出口壁温52020-02-1019:32:24--2020-02-1019:33:271.9℃1分3秒3中再出口壁温62020-06-1605:57:36--2020-06-1605:58:481.5℃1分12秒4大屏出口壁温12020-07-0815:24:15--2020-07-0815:25:422.1℃1分27秒5大屏出口壁温22020-08-0813:04:55--2020-08-0813:06:332.0℃1分38秒根据超温记录可以看出，超温区域集中在中温再热器、大屏出口部位。从时间段上看，出现在机组负荷变化及制粉系统不稳定的时间段，且为短时超温，基本排除异物堵塞的可能。结合超温测点位置分布图，在机组大修时查出对应超温管屏，在防磨防爆检查时进行蠕胀测量，必要时对超温管进行割管取样，进行金相分析。3.1.2锅炉效率试验数据表使用试验煤种，习惯运行方式，试验在290MW、210MW、150MW负荷工况下，锅炉效率修正前分别为92.12%、92.79%、92.71%；修正后分别为91.11%、91.68%、92.00%。机组ECR、50%THA工况下设计效率分别为92.99%、90.75%。与设计值相比，在290MW负荷工况下锅炉效率比设计值低1.88%；在150MW负荷工况下锅炉效率比设计值高1.25%。造成290MW负荷工况下锅炉效率偏低主要原因是固体未完全燃烧热损失偏高。措施：（1）对磨煤机分离器进行检查，检查分离器是否堵塞，分离器挡板磨损情况，检查分离器椎体磨损情况。（2）对燃烧器进行检查，对磨损严重的燃烧器进行更换。（3）蓄热元件堵塞，波纹板结垢，造成传热系数降低，热阻变大。对空预器进行水冲洗。责任人：某、某3.1.3空预器试验数据在290MW负荷试验工况下，甲、乙侧空预器漏风率分别为7.08%、7.23%；烟气阻力分别为1730Pa、1940Pa。从试验看甲侧空预器漏风偏高，甲、乙侧空预器压差偏大，造成原因为空预器存在堵塞情况，密封间隙过大。措施：对甲乙侧空预器进行水冲洗，对空预器密封间隙进行调整，检查空预器是否存在漏风情况。责任人：某3.1.4锅炉本体6号炉上次A修为2013年10月；最近次受热面全面检查时间为2020年5月，对受热面全面搭设脚手架、检查缺陷15项，无特别重大及重大缺陷发现，并运行时间一年未发生四管泄漏情况。3.1.4.1锅炉泄露次数序号时间泄露部位原因分析及处理方案12016年1月5日后包墙过热器出口环形联箱东侧第七根管管座泄漏泄漏部位大小头管座割除后，通过探伤检查发现管座母材内壁距大小头的小头焊口10mm处有一横向贯穿裂纹；另外检查发现外壁距小头20mm处还有一横向裂纹，深度2mm、长度20mm。综合分析为管座在制造过程中存在残余应力，长时间运行产生裂纹。在直管段加短节（约300mm长）后恢复。22018年7月29日1、炉顶大包内后屏过热器甲侧出口至高温过热器连接管直管段南侧存在纵向裂纹泄漏。2、漏点下部弯头处中间温度测点套管泄漏1、管道内部沿壁厚方向存在纵向质量缺陷，运行中在管道介质压力、管系结构应力等作用下，缺陷向管道内壁与外壁同时扩展，最终裂透导致管道失效泄漏。对此处直管段进行更换。2、安装时套管三角锥面未能紧紧顶住导汽管安装孔的阶梯孔壁，长期运行后，热电偶套管受气流冲击产生震荡，从而在应力集中部位（根部退刀槽）产生疲劳裂纹。对温度套管进行更换。32019年5月22日乙侧水冷壁标高40米处火监电视探头下方有三处漏点，相邻三根管子吹损。乙侧炉膛火焰电视探头进入炉膛长度不足，冷却探头的压缩空气将火焰电视探头套管下部新加装的防磨瓦吹损，吹在下部水冷壁管子上，造成下部水冷壁管在弯头部位吹损泄漏。从历史泄露事件中看出，受热面泄露原因为制造时存在原始缺陷和受热面检查过程中检查不到位造成。措施：（1）加强水冷壁火焰探头的检查，水冷壁检查过程中，必须进行进退位置现场试验，并做好标记。（2）对锅炉受热面进行全面搭设脚手架进行检查，对发现缺陷进行处理。（3）结合锅炉定检对热室管道、炉外管道以及温度套管进行金相检查。责任人：某、某目前存在问题：（1）2019年6号锅炉定检时，集箱内窥镜检查发现高过入口集箱、中再入口集箱均有异物存在，排查其他集箱内窥镜检查情况，还有部分集箱未完成内窥镜异物排查，如大屏入口、出口集箱，后屏入口、出口集箱、壁再入口集箱等。结合本次A修将对上述入口集箱内部进行内窥镜检查。责任人：某、某（2）温度套管未完成全部测厚排查，本次检查进行排查。责任人：某、某（3）2020年5月临修，6号炉高再出口南侧放空气管管孔发现存在裂纹缺陷，结合本次A级检修将对其他系统未检过的放空气管管座进行检测。责任人：某、某3.1.5除渣系统捞渣机位于锅炉炉膛灰斗下方，炉渣由炉膛冷灰斗落至捞渣机机体内部，经过机体内部水冷却后由捞渣机刮板刮出，由下渣口三通进入渣仓。捞渣机近期两个月出现三次刮板偏斜停运检修事件。存在问题如下：（1）捞渣机链条存在不同程度磨损，且两侧两条长度在涨紧后存在一定偏差，此次检修对链条检查。责任人：某（2）捞渣机底部铸石衬板已使用一个检修周期，磨损严重，需全面对箱体内铸石衬板进行检查更换。责任人：某（3）外置式内导轮运行时间超过一个检修周期，运行无法进行轴承检查加油。检查外置式内导轮磨损情况，根据检查情况合理更换。责任人：某3.1.6燃油系统燃油系统共布置有三层12个油燃烧器（燃烧器上组布置一层，下组布置两层，油枪停运时，这些喷口作为二次风口使用）。油枪为简单的机械雾化油枪，燃料为0~10号轻柴油。油燃烧器供锅炉启动及低负荷稳燃用。整个燃烧器的点火，采用三级点火方式。先用高能点火器点燃油燃烧器，再用油燃烧器点燃一次风煤粉喷嘴。油燃烧器的总输入热量约为30%B—MCR.。油枪停运时应后退400mm，油枪的进退由气动执行器带动完成。存在问题如下：（1）炉前燃油系统因油质及气温低等原因发生雾化不良、油枪进退不畅等，检修中清理油枪雾化片，更换不合格枪管，检查油枪推进器油缸。责任人：某3.1.7燃烧系统锅炉燃烧设备为四角布置，切向燃烧，分拉垂直相邻亲和浓淡煤粉燃烧直流摆动式燃烧器，风粉混合物从炉膛四角喷进炉膛，#1和#3、#2和#4角燃烧器中心线与前后墙水冷壁中心线分别成46°、41.5°夹角，在炉膛中心形成Φ681mm和Φ772mm逆时针方向的假想切圆。每角燃烧器共布置19层喷口，包括6层一次风喷口，8层二次风喷口（其中三层布置有燃油装置），一次风与二次风喷口采用相间布置，每两层二次风中间为一次风，另外，每个一次风喷口四周布置有偏置周界风。2013年，6号锅炉进行了低氮燃烧器改造，采用哈博深公司“分拉垂直亲和浓淡煤粉燃烧”立体分级低氮燃烧器。运行至今已有7年。存在问题如下：（1）火嘴处一次风管部分弯头、伸缩节磨损严重。此次检修更换部分伸缩节，一次风管弯头。责任人：某（2）结合最近停备检修（2020年5月）检查发现大部分燃烧器一次风组件及尾部方圆节磨损严重，本次对损坏的燃烧器进行更换。责任人：某3.1.8吹灰系统锅炉炉室共布置58台V92型短伸缩式吹灰器，对流受热面共布置了42台PS-SL型长伸缩吹灰器。在省煤器侧墙布置有2台D92型固定旋转式吹灰器，在省煤器区域还布置有14支PS-SB型半伸缩式吹灰器，用于省煤器区域的吹灰。在空气预热器布置有2台PS-AT型吹灰器，2台PC-75声波吹灰器。存在问题如下：（1）吹灰器运行中存在个别吹灰器卡涩，盘根漏汽。检查吹灰器卡涩原因并进行消除，更换吹灰器枪管盘根。责任人：某3.1.9汽水系统锅炉汽水系统运行良好，未发生因阀门外漏引起的异常事件，各集箱疏水系统阀门运行正常，减温水系统调节门阀门存在个别内漏情况。存在问题如下：（1）结合检修对汽水系统阀门盘根、铜套、密封面进行检查、检修。责任人：某（2）减温水系统阀门再热器甲乙侧微量喷水调节门门芯、门座冲刷较为严重，运行中存在漏流现象。对阀门进行研磨，消除内漏情况。责任人：某3.1.10六大风机六大风机为上海电气鼓风机厂生产的2008B/1034型离心一次风机、FAF20-9.5-1型动叶可调轴流式送风机、SAF26-18-2型动叶可调轴流式引风机。2020年5月8号炉乙侧引风机启运当中入口挡板开关开关苦难，利用大修进行出口挡板关不严卡涩全面更换。存在问题如下：（1）6号炉送风机自2013年返厂检修至今已运行一个检修周期，叶片顶部腐蚀磨损，出现局部缺口、减薄，本次检修对两台送风机轮毂、轴承箱返厂检修，对叶片进行全部更换。责任人：某（2）6号炉甲、乙侧送、引风机运行中出现过冷油器堵塞影响冷却效果，油站滤网差压大等情况。本次检修对油站冷却器进行清理，对油站滤网进行清理或更换。责任人：某（3）甲、乙侧引风机运行中动叶存在偏差。本次检修对动叶进行重新校对。责任人：某（4）6号炉乙侧一次风机工频运行风风道有异响，本次检修对风机静叶挡板进行检查，对叶轮、风道支撑进行检查，清理风道内部杂物。责任人：某（5）乙侧引风机启运时入口挡板开关困难，本次检修对风机出口挡板关不严进行检修或更换。责任人：某（6）6号炉送风机油站油管接头存在轻微漏油情况，本次检修对油管接头进行检查、紧固。责任人：某（7）6号炉甲乙侧一次风机轴承箱油位视窗模糊看不清，本次检修对其进行更换。责任人：某（8）6号炉甲、乙侧引风机动叶开度在88%左右时，电流偏差100A左右，且乙侧引风机动叶开度65%以上，继续开大，电流无变化，本次检修对执行机构连杆保险片、连接轴进行检查、检查叶片零位是否准确进行校对，检查两级叶片角度是否一致。责任人：某、某甲侧一次风机乙侧一次风机甲侧送风机乙侧送风机甲侧引风机乙侧引风机3.1.11制粉系统制粉系统采用的为BBD4060B型双进双出磨煤机，配备3台，双进双出磨煤机由磨煤机筒体、螺旋输送装置、主轴承、密封风系统、混料箱、分离器、大小齿轮主传动系统，主轴承润滑系统，大齿轮喷射润滑系统、压差和噪声测料位系统和慢速传动装置等组成同时还配以加球装置、煤粉截止阀、隔音罩等辅助装置。运行中存在漏风、漏粉情况。存在问题如下：（1）6号炉1、2、3号磨煤机锁气器、容量风门轴端密封经常出现漏粉、漏风情况，本次检修对容量风门进行更换，锁气器轴头更换盘根。责任人：某（2）6号炉1、2、3号球磨机热风调节门、关断门主开关限位端密封漏灰严重，进行全面更换。责任人：某（3）6号炉2号磨煤机甲侧绞龙磨损严重。本次检修对其进行更换。责任人：某（4）6号炉3磨煤机甲侧绞笼磨损严重。本次检修进行更换。责任人：某（5）夏季5号炉1、2、3号磨煤机大瓦偶尔出现温度高，本次检修对冷却水系统管路进行疏通。责任人：某（7）6号炉C、D分离器出口内锥磨损，本次检修对内锥进行挖补、防磨。责任人：某3.1.12脱硝系统某热电有限责任公司6号机组脱硝采用尿素热解产生氨气制备还原剂，选择性催化还原法（SCR）烟气脱销工艺，脱硝装置按一炉两室布置。每台脱硝装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的106×104Nm3/h烟气量。6号机组脱硝系统2014年6月7日23：05通过168小时试运，6号机分别于2016年10月完成超低排放改造。SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间，脱硝反应器位于送风机的上方。采用板式催化剂，每台脱硝反应器设计成3层催化剂布置方式，反应器安装吹扫装置，每层催化剂设置8台声波吹灰器和4台蒸汽吹灰器，共安装24台声波吹灰器和12台蒸汽吹灰器。目前脱硝系统运行正常。催化剂寿命分析：6号炉每台脱硝反应器设计成3层催化剂布置方式，采用板式催化剂，其中下层催化剂更换时间为2020年4月，中层催化剂更换时间为2019年4月，上层催化剂安装时间为2016年6月，催化剂使用运行小时分别为4560h、12891h、31037h，催化剂设计使用寿命为24000h，上层催化剂已到使用时限，但在进行脱硝效率试验时满负荷平均脱硝效率为90.2%，满足运行需求，故在此次检修时将不进行上层催化剂更换工作。存在以下问题：（1）6号炉喷氨格栅阀门冲刷磨损。本次检修对部分冲刷严重阀门进行更换，更换后进行脱硝喷氨优化试验。责任人：某（2）检查出入口门关闭严密、更换轴封，更换润滑油。责任人：某（3）5号炉喷氨格栅阀门冲刷磨损。本次检修对部分冲刷严重阀门进行更换，更换后进行脱硝喷氨优化试验。责任人：某（4）声波吹灰器内部有积灰现象，检查清理积灰。责任人：某（5）喷氨支管弯头存在磨损情况，对弯头部位进行测厚，磨损严重进行更换。（四）缺陷分析4.1延期缺陷无4.2重大和频发缺陷序号缺陷描述处理措施责任人16号炉制粉系统2、3号磨煤机容量风门处漏风1、对磨损的容量风门进行更换。2、检查风道内部防磨胶泥情况，必要时对风道进行防磨处理某2空预器一次风侧漏风补焊外部磨损漏风部位，检查环形密封磨损情况进行更换某3一次风管部分弯头、伸缩节磨损严重，经常漏粉检修中对磨损严重一次风管弯头、三通更换某、某4炉前燃油系统因油质及气温低等原因发生雾化不良、油枪进退不畅清理油枪雾化片，更换不合格枪管，检查油枪推进器油缸某56号炉给煤机出口插板门频繁出现卡涩，影响磨煤机正常运行。对给煤机插板门内部积煤进行情况。某66号炉脱硝系统喷氨个别分门冲刷磨损、腐蚀严重对磨损、腐蚀的阀门进行更换某（五）技术监控分析总体看，锅炉专业能够按照技术监督相关规定开展各项工作，针对以往技术监督提出的问题能够有序开展整改工作，技术监控工作能够有效落实，设备健康水平较高，机组运行稳定，但也存在部分问题。结合河南公司技术监控、洛阳公司技术监控及2020年技术监控动态监督，目前存在以下问题：序号问题描述整改措施责任人16号炉煤粉细度偏粗，且分离器内锥某些部位已磨穿，回粉管堵塞频繁。结合6号机A级检修对两次分离器进行检查，磨损部位进行挖补，挡板进行检查更换。某（六）可靠性分析6.1锅炉本体6号锅炉本体受热面自投产以来共发生三次泄漏，本次检修重点对锅炉本体蒸汽管道的温度套管管座、排空气管管座、取样管管座、压力小管管座、疏水管座、定排管座、炉底加热管座的角焊缝进行检查。6.2辅机6.2.1自2012年至今，六大风机整体运行平稳，但也出现过停运处缺等情况：（1）2020年5月份，6号炉乙侧引风机启运当中入口挡板开不起来，本次检修对两台引风机出口挡板进行检修或更换。（2）两台引风机运行中动叶指示存在偏差，本次检修对动叶重新校对。（3）两台送风机自安装使用至今，叶片一直未进行过更换，叶片存在磨损，本次检修对叶片进行全部更换，同时对轴承箱、轮毂、液压缸进行例行性检修。（4）2019年5月6号炉甲侧一次风机轴及叶轮整体更换，本次对一次风机轴及轴承进行彻底检查，6.2.2磨煤机及给煤机整体运行平稳，但运行中经常出现漏煤、漏粉等情况后停运检修：（1）针对容量风门处及门轴经常漏灰等问题，本次检修对2、3号磨煤机容量风门进行更换，同时对风道进行检查，防磨有破损的进行修复。（2）6号炉3号磨煤机乙侧落煤管短接磨损严重利用此次大修进行更换。（3）C、D分离器内锥磨损，本次检修对内锥进行挖补并进行防磨处理。（七）专项分析7.1安全性评价锅炉受热面在以往检修中对其进行了全面检查，目前各级受热面材质未发生明显劣化，并按照金属7.2经济型评价序号问题描述整改措施责任人1在290MW负荷工况下锅炉效率比设计值低1.88%；。造成高负荷试验工况下锅炉效率偏低主要原因是锅炉固体未完全燃烧热损失较高。（1）对磨煤机分离器进行检查，检查分离器是否堵塞，分离器挡板磨损情况，检查分离器椎体磨损情况。（2）对燃烧器进行检查，对磨损严重的燃烧器进行更换。（3）蓄热元件堵塞，波纹板结垢，造成传热系数降低，热阻变大。对空预器进行水冲洗。某某2在290MW负荷试验工况下，甲、乙侧空预器漏风率分别为7.08%、7.23%；烟气阻力分别为1730Pa、1940Pa。对甲乙侧空预器进行水冲洗，对空预器密封间隙进行调整，检查空预器是否存在漏风情况。某3飞灰含碳量不稳定检查分离器挡板，修补破损处。分离器折向挡板磨损检查。某7.3专项检查7.3.12020年风险评估：序号问题描述整改措施责任人16号炉捞渣机刮板磨损严重结合检修进行更换某56号炉个别燃烧器喷口存在磨损严重情况本次检修对磨损严重的燃烧器进行更换某7.3.2两防序号问题描述分析及措施责任人1两防2018年第4期：防止高温高压阀门盘根泄漏重点要求6号炉高压阀门盘根规格、型号使用正确，未发生泄漏情况，本次结合检修对个别阀门盘根进行例行更换。某2两防2018年第7期：加强风机消声器管理的重点要求送风机、一次风机消声器已全部检查完，未发现问题，本次安排送风机消声器例行检查。某3两防2018年第9期：加强各类人孔门、法兰及阀盖密封管理的重点要求6号炉汽包人孔垫子未发生过泄漏情况，本次检修汽包进行标准检修，人孔门及垫子安排例行检查。某4两防2018年第13期：加强锅炉防异物管理重点要求6号炉未发生因集箱堵异物造成停运事件。本次结合对部分集箱进行例行检查。某某5两防2018年第14期：加强锅炉刚性梁管理重点要求2018年检查6号炉刚性梁无问题，本次结合锅炉定检对刚性梁例行检查。某两防2018年第17期：加强锅炉受热面异种钢接头管理的要求6号炉锅炉后屏过热器异种钢在2018年已取样送检无问题，并对部分焊口进行部分抽检。本次结合检修安排对部分焊口例行抽查。某某两防2018年第22期：加强锅炉受热面隐蔽部位管理重点要求6号炉尾部环形集箱包墙管角焊缝泄漏过，本次结合检修对此部位的管子进行检查。某某两防2018年第23期：加强锅炉联络管及温度套管等管理的重点要求本次结合检修对未检查的温度套管管座角焊缝检查。某某两防2019年第1期：汲取首阳山3号炉定排管道泄漏教训，加强机炉外管管理的重点要求结合本次A修对定排管管座焊缝进行隐患排查，对管座对接焊缝处的管壁进行壁厚检测。某某两防2020年第1期：汲取温度管座内壁冲刷教训，加强温度管座排查的重点要求本次检修对温度测点管座焊缝进行探伤检测，对温度测点套筒进行壁厚减薄情况排查。某某两防2020第6期：汲取主蒸汽管道焊缝开裂教训，加强四大管道排查的重点要求结合本次A修对主蒸汽管道、再热蒸汽管道焊缝和三通进行探伤检测，开展隐患排查。某某两防2020第7期：汲取炉内疏放水管道泄漏教训，加强炉内疏放水管道等排查的重点要求1、结合机组检修安排搭设脚手架对省煤器最下部管子进行检查2、对炉内疏放水管管座焊缝抽查进行了探伤检测。3、炉内放空气管管座焊缝检测、直管段测厚。某某两防2020第13期：汲取刚性梁膨胀间隙不足导致受热面泄漏教训，加强锅炉刚性梁等隐蔽部位排查的重点要求对水平烟道底部包墙管下部支座间隙进行检查对集箱管座角焊缝、焊口进行检查某某电气一次：一、设备及系统概述1．220kV系统开关站布置在5号机主厂房A列柱外5号冷却塔西侧，220kV电气接线为扩大单元制接线，220kV配电装置采用GIS封闭式组合电器。机组以发电机－变压器组扩大单元方式接入厂内220kVGIS组合电器--220kV洛226接入陡沟220kV变电站。2．6号主变由广州西门子变压器有限公司生产的三相一体变压器，型号为SFP-370MVA/220kV。额定电压242kV，接线组YN，d11（减极性），高压套管3只，低压套管3只，冷却方式ODAF，无励磁调压。发变组采用扩大单元接线5、6号机出一回220kV线路至牡丹变。主变冷却器冷却风布置在主变压器高压侧，共计四组，主变冷却器采用模块风冷控制电源，每组冷却器配置一台模块电源，因模块电源内部散热原因，造成主变风冷模块控制柜运行时温度偏高，计划本次检修时进行变压器风冷模块控制柜内部散热风机进行检查，同时，针对主变中性点接地引下线有部分油漆老化，需要结合机组检修中进行。3．6号发电机由哈尔滨电机厂生产的QFSN-320-2型3200MW三相交流隐极式同步发电机。发电机出口电压为20kV,额定电流：10868A，发电机中性点经接地变压器接地。发电机励磁采用“机端变压器--静止可控硅整流的自并励励磁系统”，其电源取自发电机出口。发电机采用密闭循环通风系统――水氢氢方式：定子绕组采用水内冷，转子绕组为气隙取气铣孔斜流氢内冷，铁芯和结构件为氢表面冷却。采用定转子相匹配的“四进五出”径向多流式通风系统。两组冷却器分别置于汽、励两端罩的上方，冷却水源取自开式水系统。发电机机座为整体式，机座内腔沿圆周方向均布18根弹性定位筋，构成机座和铁芯间的弹性支撑结构。以此来减小发电机运行时，由定、转子铁芯间的磁拉力在定子铁芯中产生的倍频振动对机座的影响。出线瓷套为水内冷，转子绕组氢内冷、定子铁芯及端部结构件为氢表面冷却。发电机由320MW汽轮机直接拖动，旋转方向从汽轮机端看为顺时针方向旋转。4．6号高厂变为特变电工衡阳变压器有限公司生产的SFF9---CY--50000/20型变压器。5．6kVⅧ、Ⅸ段：开关柜型号：KYN28A-12，开关柜壳体生产厂家为广东明阳开关设备有限公司生产中压开关柜，真空断路器型号：ABBVD4M1212-40，真空接触器型号：ABBV7型真空接触器。6．6kV电动机系统：6号机设置为单汽泵，配置1台汽泵前置泵电机；电机功率：630kW，上海电机股份有限公司；电动给水泵2台，电机功率：5500kW；循环水泵2台，电机功率：1800kW，循环水泵电机夏季、冬季运行方式差别较大分高低速方式运行；凝泵3台，电机功率：450kW；磨煤机电机3台，功率1250kW；一次风机电机2台，功率1250kW；送风机电机2台，功率710kW；引风机电机2台，功率3550kW。7．388.机组上次A修时间为2013年9月12日，共55天。二、运行分析1、6号发电机2020年8月3日20时15分，6号发电机满出力运行，查阅最大有功301MW，无功109Mvar，定子电流9.02kA，励磁电压238V，励磁电流2143A，高厂变有功20.3MW，定子三相电流、电压平衡，负序电流、零序电压均在规定范围内，对应发电机最高冷氢温度46℃。2020年1月30日03时50分，6号发电机进相运行，查阅有功140MW，吸收系统无功22Mvar，定子电流4.5kA，厂用母线最低电压6.0kV，发电机进相运行期间发电机定子铁芯最高点温度69℃，在规定范围内。夏季环境温度高，6号发电机冷氢温度经常出现超过48℃现象，因冷却塔填料老化原因，造成填料塑料碎片对发电机氢气冷却器进水管处堵塞，影响氢冷器冷却效果和主机安全运行，建议大修期间，对氢气冷却器检修检查。6号发电机运行中计算每日漏氢量约10m³～12m³。2、6号主变2020年8月3日20时15分，6号发电机满出力运行，查阅6号主变最大有功280MW，主变绕组最高温度82℃，冷却器三组运行，上层油面最高温度73℃，均在规定范围内。存在问题1：夏季环境温度高，6号发电机冷氢温度经常出现超过48℃现象处理措施：检修发电机氢气冷却器责任人：剧里洋、某存在问题2：夏季大负荷，6号发电机氢气湿度时常超标或临界状态处理措施：检修发电机氢气干燥器责任人：剧里洋、某存在问题3：6号发电机漏氢量超标处理措施：排查并处理6号发电机内部氢气漏点责任人：剧里洋、某存在问题3：6号柴油发电机出口柴6开关合闸机构卡涩处理措施：检修6号柴油发电机出口柴6开关责任人：剧里洋、某三、缺陷分析：2.1设备延期缺陷：专业缺陷描述处理措施（含安全措施、组织措施、技术措施和主要备品备件准备）预期目标责任人电气一次6号炉B4、C4、D5高压电场参数低停炉后进入电场内部，检查阳极板变形、阴极线断裂。检查清理极板、极线上的挂灰，灰太厚造成阴阳极的距离变小也是参数低的重要原因。电除尘参数正常某2.2重大和频发的设备缺陷：专业缺陷描述处理措施（含安全措施、组织措施、技术措施和主要备品备件准备）预期目标责任人电气一次6号主变风冷控制柜内风冷控制模块电源频繁发生过热隐患对设备清扫、检查模块内部电源接线端子及整流部件，同时，可考虑对风冷控制柜内改进冷却散热通道，提高风冷控制柜内散热效果，保证模块内电气元器件不因过热造成元器件老化，造成设备故障。提高6号主变风冷控制模块电源设备运行可靠运行某6号炉电除尘个别电场运行参数偏低运行期间做好参数调整工作。机组停运后对电除尘设备进行检修，检查处理内部极板极线缺陷，清理极板、极线积灰，检查控制柜确保电除尘电气设备运行正常某6号氢气干燥器设备6号发电机氢气湿度时常处于临界状态更换氢气干燥器内吸附剂，提高干燥器除湿能力某洛226开关刀闸部分机械位置未标示。相位漆老化脱落洛226开关刀闸部分机械位置未标示。相位漆老化脱落减少运行发生故障，提高机组运行可靠性某四、点检分析：3.1、发电机、主变及220kV系统3.1.1220kV系统220kV升压站内主要设备为洛226GIS组合电器设备，包含：GIS组合断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器及相关隔离刀闸、接地刀闸等设备。（1）各设备运转正常，电气设备红外测温无异常。（2）220kV洛226GIS组合电器设备目前运行正常，未到大修年限，SF6气室压力正常，无泄漏。洛226进线套管及线路绝缘子外绝缘表面无损伤、无裂纹、无放电，设备运行正常。（4）6号机组220kV升压站内龙门架上未发现鸟巢。结论：洛226GIS组合电器设备运行正常，做预防性试验。3.1.26号发电机（1）6号发电机氢气6号发电机氢气湿度趋势图6号发电机纯度趋势图氢气纯度在97.5-98.5%之间（规定大于96%）氢气湿度控制在-5℃—0℃之间（规定-25℃—0℃）。8天内五次补氢，日漏氢率在8—10立方（规定小于10立方/日）。结论：纯度合格。湿度合格，但偏大，大修更换干燥器吸附剂。漏氢合格，但偏大。简要分析及结论;6号发电（2）发电机滑环、碳刷6号发电机滑环及碳刷运行情况正常，温度正常，碳刷电流正常，每周进行碳刷检查更换工作，停机后对滑环表面进行全面检查，清理通风孔。6号发电机滑环红外16号发电机滑环红外26号发电机设备隐患缺陷：1、内冷水箱存在少量氢气，发电机内冷水系统可能有渗漏。2、氢气泄漏量偏大但不超标，出线箱接合面可能有泄露。3、定子膛风区隔板使用多年，上次抽转子是已发现部分老化断裂4、励侧端部部分紧固件曾发生松动。5、B相绕组直流电阻偏差较大。6、转子导电螺钉处理过泄露，目前看处理方式不正确，可能存在泄露。7、氢气干燥器氧化铝吸附剂已寿命到期，效果不良。8、不少线棒、冷却水温度测点显示异常，不利于监视。结论：6号发电机需做A级检修。3.1.36号主变（1）变压器器身本体绕组及油温变化情况高厂变绕组及本体油温，随机组负荷变化，温升及油温正常。6号主变压器在6、7、8月夏季满负荷工况下，4组冷却器全运行，主变上层油温最高75℃。主变绕组温度如下：（2）变压器冷却器风冷模块就地控制箱风冷控制柜运行中。因模块电源内部散热原因，主变风冷模块控制柜运行时温度偏高（测量模块外壳温度47度左右）。也发生过跳闸故障。（3）变压器油色谱定期分析：正常（4）变压器高压侧套管6号主变高压侧套管A、B、C套管油位显示在中间位置，油位变化正常。6号主变高压侧套管温度正常，与环境温度基本相近，红外成像观察套管油位及温度变化正常。6号主变避雷器计数器数据底数动作次数为A相07，B相07，C相07。6号主变避雷器泄漏电流在线监测A相0.45mA，B0.45mA，C相0.45mA。结论：主变正常，本次大修做预防性试验。安排一次冷却器水冲洗工作，满足夏季高温高负荷工况下温升要求。主变风冷模块控制柜需清扫检查。（5）主变红外成像：6号主变顶部红外测温图片：6号主变高压套管接头部位测温图片：6号主变本体正面高压侧下部测温图片：3.1.46号高厂变（1）变压器器身本体绕组及油温变化情况高厂变绕组及本体油温，随机组负荷变化，温升及油温正常。6号高厂变绕组温度如下：6号高厂变油温如下：6号高厂变本体高压侧下部测温图片：（2）变压器冷却器就地控制箱风冷控制柜运行正常，模块运行正常。每月试转冷却器正常。（3）6号高厂变变压器油定期色谱分析：正常结论：6号高厂变运行正常，做预防性试验。样品名称日期CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃CO2/CO6号高厂变2018.05.3010.94.824.70.09.0210.52128.040.412.62018.11.308.72.15.50.08.8197.42239.02512.82019.07.2612.94.324.40.09.0212.32638.041.612.42020.05.258.74.125.50.08.8198.92539.038.312.86号机励磁变6号机励磁变温度趋势图3.1.7、汽机房内电动机及配电间设备电机名称型号功率（kW）额定电流（A）转速（r/min）6号机汽动给水泵前置泵电机YKK450-4630kW70.3A1430r/min极数编号/厂家前轴承型号后轴承型号电源位置472789-2/上海电气集团上海电机有限公司NU226EC/C3NU226ETVPS+6226FAG6326/C3NU224ETVP2FAG6kVⅥ段上次小修检查2019年9月，平时声音、振动正常。前轴承温度偏高，比后轴承高20度。本次进行C级检修。更换前轴承，接线检查。6号机1号凝泵电机电机名称型号功率（kW）额定电流（A）转速（r/min）6号机1号凝结水泵电机YKSL450-4450kW52.9A1485r/min极数编号/厂家前轴承型号后轴承型号电源位置4J0411725/湘潭电机股份有限公司6226/P6轴瓦6kVⅥ段上次小修检查2019年9月，平时声音、温度、振动正常。本次进行C级检修。重点是轴承、接线检查，更换油脂，必要时更换轴承。平时1号泵运行较多，需清理冷却器。电机名称型号功率（kW）额定电流（A）转速（r/min）6号机2号凝结水泵电机YKSL450-4450kW52.9A1485r/min极数编号/厂家前轴承型号后轴承型号电源位置上次小修检查2019年9月，平时声音、温度、振动正常。本次进行C级检修。重点是轴承、接线检查，更换油脂，必要时更换轴承。电机名称型号功率（kW）额定电流（A）转速（r/min）6号机3号凝结水泵电机YKSL450-4450kW52.9A1485r/min极数编号/厂家前轴承型号后轴承型号电源位置4J0411724/湘潭电机股份有限公司6226/P6轴瓦6kVⅦ段上次小修检查2019年9月，平时声音、温度、振动正常。本次进行C级检修。重点是轴承、接线检查，更换油脂，必要时更换轴承。电机名称型号功率（kW）额定电流（A）转速（r/min）6号机1号循环水泵